Análisis de ACERA: En Chile las renovables crecen pero las pérdidas de energía se acentúan

Desde el gremio empresarial advierten que durante el primer cuatrimestre de este año se vertió energía eólica y fotovoltaica equivalente a “una central carbonera de 240 MW operando permanentemente”. ¿Qué medidas le están proponiendo al Gobierno para mitigar esta situación?


Guido Gubinelli

Por

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“De acuerdo con los datos del Coordinador Eléctrico Nacional, entre los meses de enero y abril de 2022, la reducción de generación de energías renovables no convencionales -ERNC (eólica y solar)-, en la zona Centro-Norte del país, alcanzó 577 GWh”, cuenta a Energía Estratégica el ingeniero de estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Felipe Gallardo.

Explica que este nivel de energía vertida es “equivalente a la generación de una central carbonera de 240 MW operando permanentemente durante el mismo periodo de tiempo”.

“Como otro punto de referencia, el decreto de racionamiento preventivo vigente mandató la creación de una reserva hídrica de 650 GWh como una de sus principales medidas para enfrentar la situación de estrechez energética, por lo tanto, la energía vertida en lo que va del año 2022 se encuentra en la vecindad de esa cifra”, grafica el especialista.

Y brinda un dato más: “A mayor abundamiento, durante marzo de 2022, los recortes ERNC superaron el nivel de vertimiento registrado durante todo 2021 (453 GWh), lo que da cuenta del impacto de este nuevo escenario”.

De hecho, el ingeniero de estudios de ACERA explica que, eventualmente, esta tendencia debiese profundizarse durante el último trimestre del año, época en donde históricamente se registran los mayores niveles de generación solar fotovoltaica y eólica.

En una entrevista para este medio, Gallardo comenta cuáles podrían ser las acciones paliativas que debería tomar el Gobierno para mitigar pérdidas.

¿Qué medidas clave debieran tomarse para evitar estos vertimientos?

En general, el vertimiento de energía eólica y solar ocurre cuando no existe capacidad de transmisión disponible para inyectar toda la energía que es posible generar en un momento determinado.

En este contexto, se debe tener en consideración que el problema del vertimiento ERNC no es nuevo, pues ya ocurrió en los años previos a la interconexión del SIC y SING, así como antes de la puesta en servicio de la línea Cardones Polpaico.

En dicha ocasión, se implementaron diversas medidas de corto plazo que mitigaron el impacto de los recortes de generación ERNC, siendo probablemente las más relevantes: la implementación de automatismos de control de transferencias; las auditorías técnicas efectuadas a centrales termoeléctricas, que permitieron corregir a la baja sus mínimos técnicos; y la creación de mesas de trabajo público-privadas para realizar seguimiento permanente a los proyectos de transmisión que presentaban retrasos en su avance.

Repitiendo medidas de este tipo, eventualmente se podrían minimizar los vertimientos que se presentan actualmente.

Desde la perspectiva de las medidas de mediano plazo, la implementación de sistemas de almacenamiento surge como una de las principales medidas para evitar el vertimiento ERNC.

En particular, los sistemas de almacenamiento, ya sea asociados a centrales de generación, o bien, como elementos de transmisión, permiten almacenar la energía generada durante las horas de congestión, para ser inyectada al sistema eléctrico de forma posterior cuando exista capacidad de transmisión disponible.

¿Qué beneficios generaría el hecho de adoptar este tipo de medidas?

En la medida de que exista un menor grado de vertimiento ERNC, esto redundará en un mayor grado de inyección de generación eólica y solar al sistema eléctrico, desplazando la operación de centrales térmicas, que tienen un mayor costo variable y generan emisiones contaminantes.

A modo de ejemplo, la central carbonera de 240 MW indicada en la respuesta anterior hubiese emitido 470.000 Toneladas de CO2 en lo que va de 2022, lo que equivale 90.000 vehículos de pasajeros a gasolina conducidos por un año.

Para que se lleven a cabo esas medidas clave, ¿qué tipo de normativas o marcos regulatorios se requieren llevar a cabo?

Respecto a la implementación de automatismos para control de transferencias, actualmente está en curso la Discrepancia 19-2021 del Panel de Expertos, relativa a un procedimiento interno publicado por el Coordinador. En función del dictamen que se obtenga, será posible o no, la implementación de medidas en esta línea.

En cuanto a la realización de auditorías técnicas, se trata de una facultad que el Coordinador ya posee, y que puede ser ejecutada de forma permanente en el tiempo, por lo tanto, no se requiere de modificaciones regulatorias adicionales.

En esta línea, es de interés que las centrales térmicas sean más flexibles en sus rampas, tiempos de estabilización y mínimos técnicos, permitiendo maximizar el aporte de recursos ERNC cuando estos están disponibles.

Con respecto al desarrollo oportuno de la transmisión, se debe tener en consideración que, en el año 2016, mediante la publicación de la Ley de Transmisión, se modificó completamente este segmento, dando paso a un proceso de planificación de la Transmisión centralizado, que en determinados casos puede resultar poco flexible, dejando poco espacio para la implementación de soluciones de corto plazo.

Para el desarrollo oportuno del sistema de transmisión es fundamental el rol de control y seguimiento que debe ejercer el Coordinador como mandante de los proyectos de transmisión licitados, de manera de asegurar que estos estarán disponibles en los plazos comprometidos.

Asimismo, en aquellos proyectos de transmisión que presentan retrasos que generarán impactos relevantes en la operación del sistema, cómo lo son los vertimientos, se requiere un rol de liderazgo por parte del Ministerio de Energía, para convocar a instancias de trabajo a todos los actores involucrados, de manera de que se efectúen gestiones coordinadas de forma permanente hasta regularizar los atrasos.

En relación con el desarrollo de sistemas de almacenamiento, de momento no está definido el marco regulatorio para todos los mercados en los cuales este tipo de instalaciones puede participar, lo que redunda en una barrera de entrada para que se efectúen inversiones en esta tecnología.

En específico, está pendiente el tratamiento normativo a nivel de mercado potencia de suficiencia (actualmente existe un reglamento en la Contraloría General de la República), así como las definiciones a nivel de Norma Técnica que el Coordinador deberá considerar para realizar la programación y operación de estas instalaciones.

¿Están dialogando con funcionarios de Gobierno para que esto se lleve a cabo este año?

Como ACERA estamos participando de la Mesa de Seguridad Eléctrica 2022-2023, organizada por el Ministerio de Energía, en donde esperamos que se pueda avanzar con la implementación de medidas de este tipo.

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